Отчет РАО ЕЭС по расследованию аварии в ЕЭС России, происшедшей 25.05.2005г - файл n1.doc

Отчет РАО ЕЭС по расследованию аварии в ЕЭС России, происшедшей 25.05.2005г
скачать (2092.6 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc2828kb.09.07.2008 12:18скачать

n1.doc

1   2   3

При последних испытаниях масла ТТ СВВ-110 11 СШ 110 кВ, выполненных 04.07.2003, величина пробивного напряжения составила 40 кВ. Согласно данным, изложенным в РД 34.45-54.300-97 "Объемы и нормы испытаний электрооборудования" (таблица 25.4), значением показателя пробивного напряжения, ограничивающего область нормального состояния, является 40 кВ.

Согласно требованиям, изложенным в РД 34.45-54.300-97 "Объемы и нормы испытаний электрооборудования" (раздел 7.2), на измерительных трансформаторах тока 110 кВ с бумажно-масляной изоляцией (без уравнительных обкладок) – при неудовлетворительных результатах испытаний масла согласно требованиям табл. 25.4 (попадании в область "риска") должно производится измерение tg d изоляции, который должен быть не более значения, указанного в таблице 7.2 (не более 3,0). Документов об измерении tg d изоляции не представлено. Снята копия с журнала замеров, которая показала, что последний раз tg d на поврежденном трансформаторе измерялся в 18.10.88 и составил 2,4, изменившись за 20 лет с 0,55.

1.7. Выводы по ПС "Чагино"

1. Подстанция находится в неудовлетворительном состоянии. Организация эксплуатации и техническое обслуживание также неудовлетворительные. Это подтверждается объемом повреждения элементов ОРУ 110 и 220 после повреждения трансформаторов тока.

2. Необходимо обратить внимание на проблему старения оборудования подстанции, так как на подстанции "Чагино", например, только измерительных трансформаторов тока 110-500 кВ со сроком эксплуатации 40-50 лет - 122 единицы.

3. Дежурный персонал подстанции в период ликвидации и восстановления последствий технологического нарушения был труднодоступен для диспетчера Московского РДУ ввиду недостаточности 2-х дежурных и одного стажера. Отдельно для связи с персоналом органа оперативно-диспетчерского управления персонал на подстанции дополнительно не выделялся.

4. Ликвидация аварийной ситуации была организована в целом на не высоком уровне. Передача руководства ликвидацией аварийной ситуации начальнику подстанции по его прибытию в оперативном журнале не оформлена.

5. Дежурного персонала, участвующего в ликвидации аварийной ситуации с 20-57 24.05.2005 до 8-00 25.05.2005, было недостаточно, что способствовало затяжке во времени ликвидации аварийной ситуации, в первую очередь по обеспечению работоспособности воздухоприготовительных установок и воздушных систем.

6. Не приняты меры дежурным персоналом подстанции при появлении сигнала "неисправность в цепях ВВ" (по понижению давления воздуха) по снятию напряжения с выключателей разборкой схемы СШ-500 кВ разъединителями (ПТЭ п. 5.4.16). Эти требования не включены в Инструкцию по предотвращению и ликвидации технологических нарушений.

7. Дежурный персонал подстанции дежурит по "суточному графику" (смена длится 24 часа).

8. По имеющимся данным, установить причины повреждения измерительных трансформаторов тока, приведшего к развитию событий на ПС "Чагино" и созданию предпосылок системной аварии, невозможно. Учитывая, что поврежденные трансформаторы тока изъяты прокуратурой, необходимо продолжить техническое расследование, после того как будет получено разрешение на проведение исследований от работников прокуратуры.

2. Описание аварии в ЕЭС России 25.05.2005

2.1. Описание предпосылок возникновения и развития аварии в ЕЭС России 25.05.2005.

2.1.1. Предаварийное состояние энергоузла Московской энергосистемы,
в котором произошли аварийные отключения, приведшие
к аварии


В результате повреждения в 20-57 24.05.2005 с разрушением, выбросом масла и возгоранием трех фаз измерительного трансформатора тока воздушного выключателя ВВ 110 кВ 1 СШ АТ-2 и последующего развития была полностью погашена ПС 500/220/110 кВ "Чагино" с отключением всех присоединений 110, 220 и 500 кВ, в том числе энергоблоков № 9, № 10 и турбогенераторов № 7, № 8 ТЭЦ-22 (работавших с нагрузкой суммарно 640 МВт на шины 220 кВ ПС "Чагино") и трех ВЛ 500 кВ: Чагино-Михайлов с отпайкой на ПС "Калужская", Чагино-Ногинск, Чагино-Пахра, разорвавших Московское кольцо 500 кВ и транзит 500 кВ ПС "Михайлов" - ПС "Калужская".

В связи с ремонтной компанией в сети 500-220-110 кВ:

1) Находились в отключенном состоянии автотрансформаторы связи: АТ-2 (500/220 кВ) на ТЭЦ-26, АТ-7 (500/110 кВ) на ПС "Очаково", АТ-2 (220/110 кВ) на ПС "Осетр", АТ-1 (220/110 кВ) на ПС "Хвойная", АТ-2 (220/110 кВ) на ПС "Ногинск", АТ-1 (220/110 кВ) на ПС "Голутвин", АТ-1 (220/110 кВ) на ПС "Стачка", АТ-2 (220/110 кВ) на ПС "Луч", АТ-1 (220/110 кВ) на ПС "Дмитров". Суммарная мощность отключенных автотрансформаторов с учетом отключенных АТ 500 на ПС "Чагино" составила около 4000 МВА.

2) Выведены из работы 5 синхронных компенсаторов на ПС: "Суворово", "Бескудниково", "Голутвин", "Пахра", "Ногинск" и отсутствовала возможности использования 2-х синхронных компенсаторов на ПС "Чагино".

3) Выведены из работы ВЛ 500 кВ "Смоленская-Михайлов", ВЛ 330 кВ "Конаково-Калинин 1", ВЛ 220 "Очаково-Пресня 2".

4) Выведены в ремонт 19 ВЛ 110 кВ и 9 трансформаторов на ПС 110 кВ.

2.1.2. Состояние электрической сети 110, 220 и 500 кВ после повреждения измерительных трансформаторов тока ВВ 110 кВ 1 СШ АТ-2 и последующего развития событий на ПС 500 кВ "Чагино" и анализ предпринятых мер по подготовке режима к утреннему подъему нагрузки

2.1.2.1. Анализ режима и режимные указания

С учетом погашения ПС 500/220/110 кВ "Чагино" и отключения всех отходящих от нее ВЛ прибывшими по аварийному вызову руководителями Службы электрических режимов Московского РДУ (начальник службы прибыл в 23.00 24.05.2005, заместитель начальника службы прибыл в 22-12 24.05.2005) была проведена оперативная проверка соответствия планового баланса мощности (генерация, потребление) и режима работы электрической сети Московской энергосистемы в создавшейся схеме требованиям нормативных документов к области допустимых режимов. В ее рамках были выполнены расчеты режимов на период максимума нагрузки с учетом расчетных возмущений.

В связи со сложившимся режимом диспетчерскому персоналу Московского РДУ Службой электрических режимов РДУ были выданы новые режимные указания:

1.      На ПС "Павелецкая" включить АТ-2 по 110 кВ и отключить СВВ 110 кВ;

2.      Включить в транзит КЛ 110 кВ Таганская-Н.Спасская-1 для улучшения привязки ТЭЦ-8 к сети;

3.      На ПС "Пахра" односторонне отключить ВЛ 110 кВ Пахра-Подольск-1,2, АТ-3 по стороне 110 кВ и включить СВ I СШ 110 кВ из-за перегрузки и перегрева АТ-3 ПС Пахра;

4.      Из-за перегрузки КВЛ 110 кВ Угреша-Автозаводская включить односторонне на ПС "Сабурово" КВЛ 110 кВ Угреша-Сабурово с отпайкой;

5.      На ПС "Карачарово" включить ШСМВ 110 кВ секции Юг, ШСМВ секции Север и отключить КЛ 110 кВ Карачарово-Андроньевская-1 для улучшения привязки ТЭЦ-8 и ТЭЦ-11 к сети;

6.      На ПС "Автозаводская" включить СМВ I СШ 110 кВ и отключить КВЛ 110 кВ Автозаводская-Южная-1 для улучшения привязки ТЭЦ-8 к сети;

7.      Контролировать напряжение в контрольных точках энергосистемы и требовать контроля напряжения в контрольных точках электросетевых предприятий.

На основе анализа результатов проверки, для замещения и по балансу ЕЭС аварийно отключенного оборудования на ТЭЦ-22 и ПС "Чагино", запланировано включение энергоблока № 5 на ГРЭС-5, энергоблока № 2 и № 5 ТЭЦ-26 и энергоблока № 7 на ТЭЦ-25.

2.1.2.2. Электрические режимы элементов сети и происходящие события в предшествующий аварии период:

В течение ночи диспетчерский персонал ЦДУ и ОДУ Центра предпринимал усилия по замыканию Московского кольца 500 кВ, снижению перегрузки на ПС 500 кВ "Калужская" и включению ВЛ 500 кВ Михайлов-Чагино с отпайкой на ПС "Калужская" в двухконцевом режиме (после того как убедился, что поднятие давления воздуха в воздушной магистрали на ПС "Чагино" в ближайшее время не ожидается).

Состояние энергоузла Московской энергосистемы, в котором в последствии произошли аварийные отключения, приведшие к аварии, по состоянию на 8-00 25.05.2005 характеризовалось следующими уровнями напряжения в сети 110-220 кВ:

Таблица 2

Фактические уровни напряжения (кВ) на шинах 110, 220 кВ на 8-00 25.05.2005

Чагино 110

105,1

Чертаново 110

103,4

Южная 220

225

Баскаково 220

214,5

Трубино 110

106,5

Кедрово 110

109.5

Чертаново 220

211,6

Кедрово 220

214,5

Бескудниково 110

106,9

Баскаково 110

108,0

Лесная 220

211,2

ТЭЦ-21 (220)

213,4

Ногинск 110

107,8

Южная 110

107,8

ЦАГИ 220

204,6

ТЭЦ-23 (220)

215,6

Пахра 110

106,1

Павелецкая 110

106,2

Латышская 220

218,0

ТЭЦ-26 (220)

213,4

Очаково 110

106,9

Пески 110

104,5

Грибово 220

212,3

Калужская 220

215,6




 

 



- номинальное напряжение (ГОСТ 721-77);









- напряжение ниже номинального, но не ниже минимального нормально допустимого значения (104,5 кВ и 209 кВ) (ГОСТ 13109-97);









- напряжение ниже минимального нормально допустимого, но не ниже предельно допустимого значения (99 кВ и 198 кВ) (ГОСТ 13109-97);

В таблице 3 приведена динамика изменения напряжения на шинах 500 кВ ПС "Калужская" в период с 23-00 24.05.2005 (до разрыва Московского кольца 500 кВ и отключения "отпайки" 500 кВ Михайлов-Калужская, который произошел в 23-41 24.05.205) до 11-00 25.05.2005:

Таблица 3

Фактические уровни напряжения (кВ) на шинах 500 кВ ПС "Калужская" в период с 8-00 до 11-00 25.05.2005

23-30

500,5

3-00

486,4

6-00

475,2

9-00

463,9

1-00

486,4

4-00

486,4

7-00

475,2

10-00

461,1

2-00

486,4

5-00

489,2

8-00

469,6

11-00

447,0




 

 



- выдержали номинальное напряжение (ГОСТ 721-77);









- напряжение ниже номинального, но не ниже минимального нормально допустимого значения (ГОСТ 13109-97);









- напряжение ниже минимального нормально допустимого, но не ниже предельно допустимого значения (ГОСТ 13109-97), но требующее по "Инструкции по предотвращению и ликвидации технологических нарушений в ОЭС Центра" принятия обязательных мер (пункт 6.1);









- достигли предельно допустимой величины (ГОСТ 13109-97).

Примечание к таблице: В период с 0-00 до 10-00 25.05.2005 на ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС-Калужская при той же передаваемой по ВЛ в сторону ПС "Калужская" активной мощности (580 МВт) возросла в два раза реактивная мощность (с 98,8 МВАр до 197 МВАр) при возрастании тока с 701,8 А до 767,7 А.

Дальнейшие аварийные отключения ВЛ 110 и 220 кВ происходили в условиях, сопровождающихся снижением напряжения, уровни которого приведены в таблице приложения 7. В приложении 8 представлены данные по нагрузкам отключившихся ВЛ 110 и 220 кВ.

2.2. Развитие событий с переходом в аварию в энергосистемах Московской, Тульской и Калужской областей

После отключения ВЛ в южной части г. Москвы произошло снижение напряжения в сети 110 кВ до 85-90 кВ, приведшее к лавине напряжения. Итогом лавины напряжения явилось полная или частичная потеря генерации на ГЭС-1, ТЭЦ-8, 9, 11, 17, 20, 22, 26, ГРЭС-4 в Московской энергосистеме и Алексинской ТЭЦ, Новомосковской ГРЭС, Ефремовской ТЭЦ, Щекинской ГРЭС в Тульской энергосистеме.

В результате дальнейшего каскадного развития аварии в Московской энергосистеме была отключена 321 подстанция, в том числе 16 ПС 220 кВ, 201 ПС 110 кВ, 104 ПС 35 кВ. В результате этого произошло отключение потребителей:

Около 12-30 25.05.2005 развитие аварии было остановлено действием оперативного персонала и устройствами автоматики. Все отключения, выполненные оперативным персоналом и автоматикой, были осуществлены штатно и без повреждений. В процессе развития аварии вторичных технологических нарушений с повреждением оборудования и несчастных случаев не было. Несмотря на сложность режима в условиях развития аварии сеть 500 кВ и ЕЭС России не были затронуты аварийным процессом. Все это позволило ограничить масштабы аварии и восстановить работу оборудования и электроснабжение потребителей в сжатые сроки.

Для ликвидации аварии был создан Оперативный штаб под руководством Председателя Правления ОАО РАО "ЕЭС России" (приказ ОАО РАО "ЕЭС России" от 25.05.2005 № 328 "О создании Штаба"), который организовал координацию деятельности по восстановлению, в первую очередь жизненно важных и социально значимых объектов.

По состоянию на 18-00 25.05.2005:

По состоянию на 21-00 25.05.2005:

По состоянию на 9-00 26.05.2005:

По состоянию на 12-00 26.05.2005 в Московской энергосистеме:

Начиная с 14-00 26.05.2005 уровень потребления в Московской энергосистеме вышел на плановые значения.

В период до 18-00 26.05.2005 осуществлена проверка подключения к электроснабжению потребителей. К 18-00 26.05.2005 последствия аварии, происшедшей в Московской энергосистеме, полностью ликвидированы.

2.3. Анализ причин возникновения и развития аварии

2.3.1. Планирование балансов мощности и режима

1) По выводам ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС", расчет по балансу и распределению активной мощности и расчеты токовых нагрузок на ВЛ, выполненные Московским РДУ для режима без ПС "Чагино" и замещения пуском другого генерирующего оборудования "выпавших" из баланса мощности турбогенераторов ТЭЦ-22, показали принципиальную возможность рабочего режима электрической сети, не требующего отключения потребителей для снижения нагрузок на ВЛ, с учетом того, что Московским РДУ дополнительно был принят ряд мер схемного характера, повышающих надежность электрической сети прилегающего к ПС "Чагино" энергорайона.

2). Во время утреннего роста потребления на шинах ряда подстанций 110 и 220 кВ Южных электрических сетей стало снижаться напряжение. Согласно ПТЭ (п. 6.2.2), при планировании режимов должно быть обеспечено поддержание требуемых резервов активной и реактивной мощности. По информации главного диспетчера, руководителей и сотрудников служб Московского РДУ, режим по реактивной мощности они уточняют по данным измерений потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в контрольных точках электрических сетей энергосистемы.

3) Выполненная ОАО "СО-ЦДУ ЕЭС" (после аварии) проверка качества выполнения Московским РДУ расчета режима показала, что он находился в допустимой области в соответствии с требованиями "Методических указаний по устойчивости энергосистем", утвержденных приказом №277 Минэнерго РФ от 30.06.2003. Как показала авария, расчет режима на вариант (n-1), осуществляемый в строгом соответствии с действующими нормативными документами, тем не менее, не гарантировал в условиях специфической энергосистемы мегаполиса Москвы предотвращения развития аварии.

4) Таблица допустимых нагрузок линий 110, 220, 500 кВ не учитывает требование пункта 2.5.212 ПУЭ по определению наименьших расстояний при наибольшей стреле провиса проводов без учета его нагрева электрическим током при высшей температуре воздуха для ВЛ 220 кВ и ниже. Для Москвы согласно СНИП установлена высшая температура +40оС. В результате используемые значения длительно допустимых токов являются завышенными. 7-е издание ПУЭ, утвержденное приказом Минэнерго России от 30.06.2003 №264, установлено приказом ОАО РАО "ЕЭС России" от 14.08.2003 № 422 в качестве документа обязательного к использованию.

2.3.2. Осуществление запланированного режима энергосистемы и действия по удержанию его в допустимой области

1) В условиях пониженных напряжений в сети 110 и 220 кВ первостепенной задачей был немедленный пуск находящегося в холодном резерве генерирующего оборудования, расположенного ближе к проблемному (в связи с погашением ПС "Чагино" и отключением 640 МВт на ТЭЦ-22) энергоузлу Московской энергосистемы (холодный резерв по Московской энергосистеме согласно суточному диспетчерскому графику был 1270 МВт).

Пуск двух работающих на сеть 220 кВ блоков на ГРЭС-4 (Каширской), остановленных для текущего ремонта дымовой трубы, существенно повлиял бы на поддержание напряжения в Южной части Московской энергосистемы.

Было принято решение о пуске и включении энергоблока № 5 на ГРЭС-5 (Шатурской), энергоблока № 2 и № 5 ТЭЦ-26. Оно не было своевременно и в полной мере реализовано:

Других резервов генерирующего оборудования в сети 220 кВ не было. Режим мог быть обеспечен за счет перетоков из прилегающей сети 500 кВ с выполнением нормативных требований по надежности. Энергоблоки № 5 на ТЭЦ-26 и №7 ТЭЦ-25, работающие на сеть 500 кВ, пускались по балансу ЕЭС России.

2) Анализ развития аварии показывает, что в условиях сложившейся предаварийной ситуации, эффективным средством предотвращения аварии было бы быстрое отключение потребителей средствами автоматики или дистанционно. В условиях начавшегося снижения напряжения, увеличения нагрузки и последующего отключения ВЛ защитами из-за провисания проводов и замыкания через воздушный промежуток на "землю", в том числе из-за перегруза, диспетчерский персонал Московского РДУ предпринял ряд предусмотренных инструкциями действий, но попытавшись обойтись без радикальных, т.е. без отключения групп потребителей с питающих центров, практически не успел предотвратить процесс массового отключения ВЛ 110 и 220 кВ.

При этом дежурный персонал подстанций электросетевых предприятий не проявил инициативы в плане самостоятельных действий по недопущению дальнейшего снижения напряжения и его восстановления до установленных графиками и инструкциями значений. Такие самостоятельные действия допускаются "Инструкцией по предотвращению и ликвидации технологических нарушений в электрической части энергосистемы Москвы и Московской области".

3) Автоматических устройств разгрузки электрической сети при снижении напряжения и перегрузках линий электропередачи (специальная автоматика отключения нагрузки – АОСН, САОН) в Московской энергосистеме нет и не существовало никогда ранее.

4) Действия по нормализации ситуации в узле 500 кВ ПС "Чагино" не дали результата по следующим причинам:

а) Дежурный персонал ПС "Чагино" и руководящий персонал "Магистральных электрических сетей" - филиала "Московской областной электросетевой компании", прибывший по аварийному вызову:

б) На должном уровне не был организован диспетчерами ОДУ, РДУ, дежурным ПС "Чагино" и руководящим персоналом ПС "Чагино" и "Магистральных электрических сетей" - филиала "Московской областной электросетевой компании" процесс подготовки к включению в двухконцевом режиме ВЛ 500 кВ Михайлов-Чагино с отпайкой на ПС "Калужская".

5) В Московской энергосистеме сложилась ситуация, характеризующаяся нарастанием проблемы поддержания напряжения в системообразующей и распределительной электрической сети, о чем говорит ряд факторов:

6) Одновременно с ежегодно происходящим ростом потребления в Московской энергосистеме нарастает проблема управления реактивной мощностью. В отличие от активной мощности, ее нельзя в полном объеме обеспечить за счёт передачи от далеко расположенных электростанций.
1   2   3


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации